发电厂集控电气运行专业管理制度及反事故措施汇编

1、 PAGE 1PAGE 99发电厂集控电气运行专业管理制度及反事故措施汇编 为进进一步落落实“坚持预预防为主主，落实实安全措措施，确确保安全全生产”的要求求，完善善专业管管理规章章制度和和各项反反事故措措施，做做好专业业技术管管理工作作，更好好的推动动公司安安全生产产，有目目标、有有重点地地防止电电力生产产重大事事故的发发生，针针对公司司各台机机组设备备的实际际情况，并并按照防防止电力力生产重重大事故故的二十十五项重重点要 求，制制定本制制度及反反措汇编编。 本汇汇编在在公司原原有规章章制度、反反事故措措施的基基础上，经经收集整整理和补补充完成成。自下下发之日日起，生生产各部部门应认认真贯彻彻

2、落实，不不断提高高专业技技术管理理水平，在在管理和和设备层层面增强强防范事事故的能能力，以以防止重重大事故故的发生生和不断断提高公公司安全全生产水水平。 在在实施过过程中，请请发电运运行部、设设备管理理部运行行、维护护人员及及各部门门电气专专业技术术人员及及时发现现并纠正正措施中中的不符符合项，提提出改进进和完善善的建议议，以使使相关的的管理制制度和反反事故措措施更趋趋完善并并能满足足公司各各台机组组安全生生产的需需要。第一篇 反事故故措施 防止发电电机转子子绕组发发生一点点接地故故障的措措施1.3000MW发发电机转转子绕组组概况1.1 我我厂#11、#22机组转转子励磁磁回路采采用三机机有

3、刷励励磁系统统#3、#4机采采用静态态励磁系系统。为为了防止止发电机机转子绕绕组发生生一点或或两点接接地损坏坏转子绕绕组，特特提出以以下运行行中的注注意事项项及处理理措施。2.运行中中的注意意事项及及处理措措施2.1 调调整发电电机无功功负荷时时，注意意严密监监视AVVR、AABB装装置输出出电流、电电压的变变化情况况；发现现有异常常变化时时，及时时汇报有有关领导导，以便便研究处处理。2.2 严严密监视视发电机机转冷水水温度；转冷水水每天化化验一次次，并控控制在每每立方厘厘米5微微西以内内，不合合格时及及时排污污。2.3 严严密监视视#5、#6、#7瓦的的轴振及及瓦振，振振动有明明显变化化时，

4、及及时汇报报有关领领导，超超出规定定值时，经经确认无无误后打打闸停机机。2.4 正正常运行行中每班班用发电电机高阻阻检漏装装置检查查一次，并并在运行行日志及及计算机机运行日日志上做做好详细细记录。2.5 运运行中若若发生发发电机转转子两点点接地，造造成发电电机失磁磁或无功功负荷大大幅度摆摆动，导导致发电电机失步步；经确确认无误误后解列列发电机机断开励励磁，打打闸停机机。2.6 若若发生转转子两点点接地，造造成失磁磁保护动动作，立立即切换换厂用电电，减负负荷打闸闸停机。2.7 发发电机事事故处理理中，应应密切监监视其它它运行机机组无功功负荷的的变化情情况及2220kkv、5500kkv系统统的电

5、压压变化情情况；及及时汇报报总值长长，以便便协调处处理，并并及时汇汇报网调调。 2.8 每每班加强强检查发发电机、主主副励磁磁机、整整流柜、AAVR、AABB装装置的运运行情况况，若发发现有异异音、异异味，温温度异常常升高等等异常现现象时，及及时汇报报有关领领导，以以便研究究处理。 防止止发电机机定子绕绕组发生生单相接接地故障障的措施施1.由于我我厂四台台3000MW发发电机中中性点不不采取直直接接地地方式。因因此，在在发生“发电机机一点接接地”信号时时，应立立即查明明原因，尽尽快处理理。2.若一点点接地是是由于发发电机定定子线圈圈及引出出线漏水水引起，应应立即将将发电机机解列，隔隔离内冷冷水

6、通知知检修人人员立即即处理。3.若一点点接地是是由于内内冷水导导电率超超标，应应立即通通知化学学进行换换水，直直至冷却却水导电电率合格格，报警警信号消消失。在在换水时时防止发发电机断断水。4.若一点点接地是是由于主主变低压压绕组或或厂高变变高压绕绕组内部部一次回回路单相相接地引引起，应应立即将将发电机机解列，隔隔离故障障点通知知检修处处理。5.当发电电机发生生单相接接地时，因因为发电电机定子子绕组及及其一次次回路存存在对地地电容，接接地点将将流过对对地电容容电流，该该电容电电流可能能产生电电弧，如如果电弧弧是持续续性的，同同时接地地又若发发生在发发电机内内部，就就可能损损坏发电电机铁芯芯。因此

7、此，应尽尽快停机机处理。6.要正确确判断是是由于发发电机出出口PTT一次保保险一相相或两相相保险熔熔断还是是真接地地。若真真接地时时，接地地相对地地电压降降低，而而非接地地相对地地电压升升高，且且线电压压三相平平衡。而而PT一一次保险险一相或或两相熔熔断造成成的假接接地，绝绝对不会会有对地地电压升升高现象象，且线线电压也也不平衡衡。7.若发生生一点接接地信号号，应立立即到就就地检查查发电机机本体及及引出线线系统有有无明显显故障点点，应设设法消除除，若无无法消除除，应在在30分分钟内停停机处理理。8.正常运运行中要要加强对对靠近发发电机中中性点115%左左右的定定子接地地保护和和靠近发发电机机机

8、端955%的定定子接地地保护装装置的检检查，发发现异常常立即联联系继保保班检查查处理。防止发电机机振荡和和失步的的措施1.发电机机振荡和和失步的的原因1.1 2220KKV、5500KKV系统统发生短短路故障障。1.2 发发电机励励磁系统统故障引引起发电电机失磁磁，使发发电机电电势剧降降。1.3 发发电机电电势过低低或功率率因数过过高。1.4 2200KV、5500KKV系统统电压过过低。2.发电机机发生振振荡和失失步的现现象2.1 发发电机三三相定子子电流表表指示超超出正常常值且往往复剧烈烈摆动。2.2 发发电机定定子电压压表指示示低于正正常值且且往复剧剧烈摆动动。2.3 自自动励磁磁调节A

9、A、B柜柜ABBB励磁调调节柜输输出电压压、电流流表指示示在正常常附近摆摆动。2.4 发发电机有有节奏的的鸣声，并并与表计计摆动节节奏合拍拍。2.5任一一台发电电机失步步引起的的振荡和和系统性性振荡是是有区别别的。任任一台发发电机失失步引起起的振荡荡时，一一般来说说，失步步发电机机的表计计幌动幅幅度要比比其他发发电机激激烈，有有功负荷荷表的幌幌动幅度度可能为为满刻度度，其他他发电机机则在正正常负荷荷值附近近摆动。而而且失步步发电机机有功负负荷表计计指针的的摆动方方向与其其他正常常机组相相反；系系统性振振荡时，所所有发电电机表计计的幌动动是同步步的2 .6当当发电机机发生失失步或振振荡时，运运行

10、人员员一定要要沉着冷冷静。应应迅速判判断是否否由于在在执行重重大操作作过程中中发生了了误操作作。若是是，应立立即停止止操作隔隔离故障障点。若若是由于于某一台台发电机机发生失失磁引起起，应立立即增加加无故障障机组的的励磁，使使系统恢恢复稳定定。3.发电机机发生振振荡和失失步应采采取的措措施3.1 立立即增加加发电机机的励磁磁电流，以以提高发发电机电电势，增增加功率率极限。另另外，由由于励磁磁电流的的增加使使定子、转转子磁极极间的拉拉力增加加，削弱弱了转子子的惯性性，发电电机达到到平衡点点时容易易拉入同同步。这这时如果果发电机机强励动动作，330秒时时间内不不准人为为调节励励磁电流流、电压压。3.

11、2 如如果由于于发电机机的功率率因数高高引起的的，则应应降低有有功功率率，同时时增加励励磁电流流。这样样既可降降低转子子惯性，也也可提高高了功率率极限而而增加了了稳定能能力。3.3 如如果发电电机失步步引起的的振荡经经采取上上述措施施经一定定时间仍仍未进入入同步状状态时，可可汇报总总工同意意，立即即将发电电机与系系统解列列。3.4 正正常运行行中，发发电机不不允许手手动励磁磁状态运运行，应应在自动动励磁双双柜“均流”状态下下运行，以以防失步步引起振振荡。 防止发电机机非全相相运行的的措施1.发电机机发生非非全相运运行的概概述发电机发生生非全相相运行是是指：发发变组出出口断路路器在解解列时一一相

12、（两两相）未未断开或或在并列列合闸时时一相（两两相）未未合上。发发电机发发生非全全相运行行会产生生负序电电流，负负序电流流会产生生转速两两倍于发发电机转转速的交交流磁场场，而引引起发电电机转子子表面发发热、振振动，使使发电机机转子损损坏。这这种运行行方式处处理难度度大、影影响面广广，经常常造成与与系统解解列，影影响系统统的稳定定运行。因因此，有有效的预预防措施施和减小小事故造造成的后后果就显显得极为为重要。2.预防发发电机发发生非全全相运行行的措施施2.1 提提高开关关的检修修质量是是防止非非全相运运行的根根本保证证，开关关检修后后验收要要把好三三级验收收关。2.2 无无论开关关一次或或二次回

13、回路工作作后，跳跳合闸试试验是检检验开关关的最好好途径。必必须经过过跳合闸闸试验合合格后方方可允许许将开关关投入运运行。2.3 加加强非全全相、三三相位置置不一致致、失灵灵保护的的维护检检查工作作，在机机组正常常运行时时各保护护压板必必须投入入良好。发发现异常常及时汇汇报，联联系继保保人员立立即检查查处理。2.4 合合、断发发电机主主开关时时，必须须到就地地确认开开关实际际位置与与开关状状态相符符。2.5 目目前SFF6开关均均采用分分相操作作。因此此，应加加强控制制回路的的检查、维维护工作作。2.6 事事故一般般出现在在并网和和解列过过程中，因因此操作作人员必必须精力力集中，密密切监视视发电

14、机机定子三三相电流流平衡，负负序电流流正常，无无异常光光字报警警。3.事故处处理原则则3.1 处处理过程程中应沉沉着冷静静，准确确判断事事故性质质。3.2 尽尽量减少少负序电电流的作作用时间间，以减减小其对对发电机机的危害害程度。3.3 在在此过程程中，尽尽量保持持汽轮机机30000转不不打闸 ，锅炉炉稳定。3.4 在在汽轮机机保持330000转的情情况下，尽尽量恢复复发电机机的励磁磁电流，使使发电机机定子三三相电流流为零。3.5 若若经重新新并列或或就地打打跳未断断开开关关不成功功，立即即进行2220KKV母线线倒闸操操作然后后用母联联2122开关将将发电机机与系统统解列，且且注意非非全相运

15、运行时间间不宜太太长。3.6 若若保护动动作使2220KKV系统统解列，待待将故障障开关隔隔离后立立即优先先恢复系系统正常常方式运运行。3.7对发发电机进进行全面面检查，确确认无异异常并经经公司主主管领导导同意后后方可重重新将发发电机与与系统并并列。4.发电机机非全相相运行事事故处理理 5000KV系系统运行行方式：曲曲线线运行，5500KKV系统统至少有有一串开开关成串串运行。 2200KV系系统运行行方式：母上运运行的负负荷：#1启备备变2005开关关、#11发变组组2011开关、曲曲沾回2995开关关 母运行行的负荷荷：#22启备变变2066开关、#2发变变组2002开关关、曲沾沾回29

16、92开关关、曲曲曲线2994开关关、母联联2122开关在在合4.1 解解列时：发电机机主开关关非全相相运行，主主变中性性点刀闸闸在合位位。 现象： a、开开关“母线侧侧断路器器三相不不一致保保护动作作”、“断路器器非全相相运行”光字牌牌亮； b、发发电机主主开关绿绿灯发平平光； c、发发电机定定子三相相电流表表指示不不平衡，负负序电流流有指示示； d、就就地检查查发电机机开关有有一相或或两相未未断开； e、发发电机转转速、频频率、电电压波动动。 状态分分析： a、发发电机此此时处于于单相电电动机运运行状态态； b、发发电机受受损程度度与负序序电流及及负序电电流作用用时间成成正比，定定子电流流指

17、示愈愈大、负负序电流流愈大； c、若若负序电电流闭锁锁元件闭闭锁非全全相保护护不动作作，运行行人员力力争做到到有功到到零、无无功到零零、定子子三相电电流到零零，监视视各部温温度部超超限，记记录时间间，保证证不失磁磁、不逆逆功率。 处理： aa、保持持机、炉炉系统稳稳定运行行； bb、调整整有功、无无功到零零，监视视定子电电流到零零、负序序电流近近零不超超过8%； cc、加强强监视发发电机各各部温度度，力争争较短的的时间将将故障开开关隔离离； dd、立即即到升压压站手动动打跳发发电机主主开关未未跳闸相相，若成成功则继继续执行行解列操操作； ee、手动动打跳发发电机主主开关不不成功，并并设法通通过

18、倒闸闸操作将将发电机机主开关关所在母母线的其其他负荷荷转移，用用母联2212开开关将其其与系统统隔离； ff、在处处理过程程中，若若失灵保保护动作作使系统统解列，立立即消除除故障点点，尽快快恢复系系统正常常运行。4.2 并并列时：发电机机主开关关发生非非全相并并列，主主变中性性点刀闸闸在合位位。 现象： a、发发电机主主开关“母线侧侧断路器器三相不不一致保保护动作作”、“断路器器非全相相运行”光字牌牌亮； b、发发电机主主开关红红灯发平平光； c、发发电机定定子三相相电流表表指示不不平衡，负负序电流流有指示示； d、就就地检查查发电机机主开关关有一相相或两相相在断开开位置； e、发发电机转转速

19、、频频率、电电压波动动。 状态分分析： a、发发电机此此时处于于单相电电动机运运行状态态； b、发发电机受受损程度度与负序序电流及及负序电电流作用用时间成成正比，定定子电流流指示愈愈大、负负序电流流愈大； c、若若负序电电流闭锁锁元件闭闭锁非全全相保护护不动作作，运行行人员力力争做到到有功到到零、无无功到零零、定子子三相电电流到零零，监视视各部温温度部超超限，记记录时间间，保证证不失磁磁、不逆逆功率。 处理： a、保保持机、炉炉系统稳稳定运行行； b、调调整有功功、无功功到零，监监视定子子电流到到零、负负序电流流近零不不超过88%； c、加加强监视视发电机机各部温温度，力力争较短短的时间间将故

20、障障开关隔隔离； dd、立即即手动断断发电机机主开关关，若成成功则对对开关进进行检查查，故障障处理后后将出口口刀闸断断开，作作跳合闸闸试验合合格后方方可重新新进行并并列操作作； e、手手动断开开关不成成功，立立即到就就地打跳跳开关分分相操作作箱未跳跳闸相，并并设法通通过倒闸闸操作将将发电机机主开关关所在母母线的其其他负荷荷转移，用用母联2212开开关将其其与系统统隔离； g、在在处理过过程中，若若失灵保保护动作作使系统统解列，立立即消除除故障点点，尽快快恢复系系统正常常运行。 防止发电机机非同期期并列的的措施1.发电机机并列时时的注意意事项1.1 发发电机自自动准同同期并列列应由技技术熟练练的

21、巡检检操作员员操作，电电气专业业主、副副值班员员监护。1.2 发发电机正正常并列列应采用用自动准准同期并并列，若若自动准准同期装装置检修修或故障障，经公公司主管管领导批批准同意意后方可可采用手手动准同同期方式式并列；1.3 特特殊情况况下需进进行手动动同期并并列操作作时，应应由对同同期回路路熟悉并并了解开开关合闸闸时间，能能熟练掌掌握合闸闸提前角角度的主主、副值值班员执执行操作作。1.4 手手动准同同期并列列操作时时，同步步表转速速太快、跳跳动、停停滞、摆摆动等情情况下不不准合闸闸并列；1.5 发发电机同同期并列列时要检检查其他他开关的的“TK”在断位位，严禁禁将其他他开关的的“TK”同时切切

22、至“投入”位，否否则可能能引起电电压互感感器二次次侧小开开关跳闸闸或熔断断器熔断断；1.6 在投入入同期装装置前，检检查STTK在“闭锁”位置；1.7 同同期装置置切换开开关1SSTK必必须在系系统电压压与发电电机待并并电压的的频率查查在1赫赫兹以内内且电压压相等时时方可切切至“细调”位置；2.防止发发电机非非同期并并列的操操作步骤骤2.1 待待发电机机定子电电压为额额定值后后，将发发电机主主开关的的TK切切至“投入”位置；2.2 查查同期装装置闭锁锁开关SSTK在在“闭锁”位置；2.3 查查发电机机电压、频频率与系系统电压压、频率率一致，同同期开关关1STTK 至至“细调”位置；2.4 将将

23、自动准准同期切切换开关关DTKK切至“投入”位置；2.5 查查自动准准同期装装置投入入灯亮；2.6 查查发电机机周波、电电压与系系统周波波、电压压一致；2.7 查查自动准准同期装装置纽子子开关在在“试验”位置；2.8 按按下自动动准同期期“启动”按钮QQA；2.9 查查同步表表在同步步点时，自自动合闸闸灯亮；2.10 将自动动准同期期装置纽纽子开关关切至“工作”位置；2.11 在同步步表指针针转至提提前一定定角度时时按下QQA；2.12 查发电电机主开开关红灯灯闪光，发发电机并并列正常常，无异异常信号号，复归归发电机机主开关关把手至至合闸后后位置；2.13 发电机机并列后后，应对对发电机机本体

24、及及一次回回路进行行详细检检查。3.自动准准同期装装置发生生下列情情况之一一不得并并列3.1 装装置插件件不完善善或插件件有故障障时以及及调试检检修时；3.2 装装置运行行指示灯灯、调节节指示灯灯不亮或或不正常常时；3.3 自自动励磁磁装置故故障或调调压手段段不能满满足运行行时；3.4 由由于各种种原因不不能满足足发电机机并列条条件时；3.5 装装置电源源部分故故障或同同步表故故障以及及DTKK、STTK、11STKK、发电电机主开开关TKK开关故故障时。防止水内冷冷发电机机局部过过热烧损损的技术措施施1.为确保保发电机机线圈内内冷水始始终在合合格范围围内运行行，加强强发电机机线圈及及相关部部

25、件的温温度监视视和跟踪踪分析，发发现问题题及时处处理解决决，防止止发电机机定、转转子线圈圈由于局局部过热热而损坏坏。为此此，特制制定本措措施。2.加强机机组运行行中的化化学监督督。2.1发电电机定子子线圈冷冷却水水水质必须须符合下下列规定定： 水 质：透明纯纯净，无无机械混混合物； 导电度度：小于于1.55微西/厘米； 硬 度：小于22微克当当量/升； pHH 值值：7.08.00； NHH3 值：微微量； 含铜量量：2000微克克/升。2.2化学学按规定定每班分分析内冷冷水水质质，内冷冷水水超超标时加加强化验验次数，各各值值长长加强督督促管理理并及时时汇报有有关主管管领导。2.3试验验室应定

26、定期的对对#14机组组内冷水水含铜量量进行测测定, 跟踪检检测，依依据内冷冷水水质质各项指指标的变变化情况况，综合合分析判判断，有有效地控控制内冷冷水水质质在规定定的标准准范围内内运行，防防止内冷冷水系统统的结垢垢。3.加强内内冷水系系统的运运行维护护3.1加强强对内冷冷水压力力、温度度的监视视和调整整; 确保保发电机机的内冷冷水水压压，温度度在规定定的范围围内运行行。3.2按规规定每两两小时抄抄发电机机各部温温度记录录表，对对所抄数数据进行行对比分分析。3.3发电电机主要要部位的的允许温温度规定定如下： 定子端端部冷却却元件出出水温度度不超过过80； 定子铁铁芯齿、轭轭部温度度不超过过120

27、0； 定子线线圈温度度不超过过90； 定子线线圈出水水温度不不超过880。3.4发现现DASS各测点点有异常常或报警警现象时时，应及及时联系系热工维维修人员员检查核核实，确确认报警警正常。此此时，应应及时汇汇报值长长，值长长应及时时汇报有有关主管管领导。3.5每班班结合机机组负荷荷变化情情况检查查分析一一次定子子线圈进进出水温温差的变变化情况况及定子子线圈槽槽内温度度和出水水温度各各测点的的变化情情况有无无异常现现象；并并做好记记录，为为综合性性跟踪分分析提供供可靠依依据。定定子线棒棒层间最最高与最最低温度度间的温温差达88时或定定子线棒棒引水管管出水温温差达88时应报报警，及及时查明明原因，

28、此此时可降降低负荷荷。定子子线棒温温差达114或定子子引水管管出水温温差达112，或任任一定子子槽内层层间测温温元件温温度超过过90或出水水温度超超过855时，在在确认测测温元件件无误后后，应立立即停机机处理。3.6加强强对FJJR1型型发电机机绝缘过过热监测测装置的的检查维维护，掌掌握其正正确的使使用方法法，发挥挥其原有有的重要要作用。发发电机绝绝缘过热热监测装装置报警警时，应应立即取取样进行行色谱分分析，必必要时停停机进行行消缺处处理。3.7当发发电机负负荷在运运行中超超限时，将将使内冷冷水出水水温度升升高，在在发电机机空气冷冷却器冷冷却能力力不变的的情况下下，进水水温度随随着出水水温度的

29、的升高而而升高。此此时，应应将发电电机负荷荷调节至至正常范范围。3.8发电电机的进进风温度度升高时时，将使使发电机机的机内内温度升升高，也也使定、转转子绕组组的环境境温度升升高，因因而使发发电机的的出水温温度升高高并影响响进水温温度。在在进行运运行分析析时，应应重点注注意铁芯芯温度是是否升高高，因在在相同工工况下风风温的升升高肯定定会使铁铁芯温度度升高。确确定确实实是由于于风温升升高的影影响后，可可调节发发电机氢氢冷器冷冷却水的的进水是是进风温温度恢复复正常。如如果氢冷冷器已无无调节余余地，则则只能根根据发电电机其他他温度情情况适当当调节发发电机负负荷。3.9发电电机定子子铁芯温温度的限限额为

30、：齿部1120，轭部部1300。在正正常情况况下，铁铁芯温度度的高低低取决于于进风温温度。运运行中要要加强监监视。当当铁芯个个别部位位的温度度升高时时，可查查对一下下该部位位邻近点点的温度度是否也也有不同同程度的的升高。若若铁芯温温度持续续上升，说说明机内内有故障障，必须须尽快停停机处理理。因为为降低定定子电流流对降低低铁芯温温度的作作用是微微小的。4.督促落落实相关关技术措措施的贯贯彻执行行4.1认真真贯彻执执行QQFSNN30002型汽轮轮发电机机定子反反冲洗技技术措施施,充分利利用停机机时间, 安排排好定子子线圈反反冲洗工工作。4.2对内内冷水系系统日常常应进行行的工作作，加强强督促检检

31、查把工工作落在在实处。责责任到位位，管理理到位。4.3指定定专人负负责对发发电机定定子绝缘缘进行全全面的、长长期的综综合性地地跟踪分分析，及及时发现现问题，及及时解决决处理。4.4指定定专人负负责牵头头，定期期组织进进行发电电机定子子绝缘状状况分析析会，有有目的，有有议题的的专项分分析讨论论；提出出针对性性较强的的解决处处理方案案，供上上级领导导决策。4.5对发发电机定定子绝缘缘方面发发现的问问题, 应及时时和有关关部门主主动联系系，发挥挥大家的的群体能能力及早早控制；防止发发电机定定子绝缘缘的恶化化，杜绝绝造成发发电机定定子绝缘缘损坏的的扩大事事故。防止发电机机定子绕绕组端部部松动的的反事故

32、故措施1.为了防防止发电电机定子子绕组端端部松动动，从而而引起相相间短路路故障的的发生，特特编制本本措施。2.每次大大小修时时，应认认真检查查定子绕绕组端部部线圈的的磨损、紧紧固情况况。具体体检查项项目如下下：2.1端部部蓝形绕绕组无变变形、松松动；2.2各部部绑绳、垫垫快无松松动、位位移、变变形；2.3鼻端端环形绑绑绳牢固固，无变变形、松松散、位位移；2.4端部部压板紧紧固，无无松动、位位移、变变形；压压板螺栓栓及保险险垫片无无转动；2.5检查查有无绝绝缘磨损损的痕迹迹，如有有应查找找产生磨磨损的根根源，并并予消除除；2.6端部部环形引引线应绑绑扎牢固固，接触触密实，无无松动、位位移；2.7

33、引线线与出口口母线排排连接牢牢固，母母线排固固定良好好。3.发电机机在大修修时应做做定子绕绕组端部部振型模模态试验验，发现现问题应应采取针针对性的的改进措措施。对对模态试试验频率率不合格格（振型型为椭圆圆、固有有频率在在941155HZ 之间）的的发电机机，应与与制造厂厂联系，进进行端部部结构改改造，直直至模态态试验合合格。4.当发电电机承受受近端短短路后，应应该打开开发电机机端盖，对对发电机机端部绕绕组做认认真细致致的检查查，检查查项目如如上述第第2款，发发现异常常必须进进行处理理。5.当发现现存在1100HHZ左右右的椭圆圆振型，而而端部检检查未发发现异常常，又不不具备改改变端部部结构的的

34、条件时时，应该该加装端端部振动动在线监监测装置置，以便便及时发发现端部部绕组的的松动，并并进行处处理。防止发电机机内冷水水路堵塞塞的反事事故措施施1.为了防防止发电电机内冷冷水路堵堵塞，使使绕组绝绝缘局部部过热，进进而导致致绝缘损损坏，发发生接地地、相间间（匝间间）短路路故障，特特制定本本措施。2.正常运运行时，严严格控制制发电机机内冷水水水质符符合下列列规定： 水 质：透明纯纯净，无无机械混混合物； 导电度度：小于于1.55微西/厘米； 硬 度：小于22微克当当量/升； pHH 值值：7.08.00； NHH3 值：微微量； 含铜量量：2000微克克/升。3.水内冷冷系统中中的管道道、阀门门

35、的橡胶胶密封圈圈应全部部使用聚聚四氟乙乙烯垫圈圈，不能能使用橡橡胶垫圈圈。4.每次大大小修时时，应对对定子线线棒进行行反冲洗洗。反冲冲洗系统统的所有钢丝滤网网应更换换为激光光打孔的的不锈钢钢板新型型滤网，防防止滤网网破碎进进入线圈圈。5.每次大大修时，对对水内冷冷定子、转转子线棒棒应分路路做流量量试验，发发现异常常的必须须进行彻彻底的处处理。6.扩大发发电机两两侧汇水水母管排排污口，并并安装不不锈钢法法兰，以以便清除除母管中中的杂物物。7.水内冷冷发电机机水质应应严格控控制规定定范围。8.严格保保持发电电机转子子进水支支座石棉棉盘根冷冷却水压压低于转转子内冷冷水进水水压力，以以防石棉棉材料破破

36、损物进进入转子子分水盒盒内。9.在大小小修时，应应对内冷冷水箱内内部进行行检查和和清扫，并并检查水水箱密封封件有无无损坏和和异常。10. 运运行中加加强监视视定子线线棒层间间测温元元件的温温差和出出水支路路的同层层各定子子线棒引引水管出出水温差差。温差差控制值值应按照照以下限限额执行：定子线线棒层间间最高与与最低温温度间的的温差达达8,或定定子线棒棒引水管管出水温温差达88时应报报警，应应及时查查明原因因，此时时可降低低负荷。11.当定定子线棒棒温差达达14或定子子引水管管出水温温差达112，或任任一定子子槽内层层间测温温元件温温度超过过90,或出水水温度超超过855时，在在确认测测温元件件无

37、误后后，应立立即停机机处理。防止发电机机内冷水水漏水的的反事故故措施1.为了防防止发电电机内冷冷水漏水水引起发发电机事事故，特特制定本本措施。2.每次发发电机大大小修时时，应重重点应对对绝缘引引水管进进行检查查，检查查项目如如下：2.1引水水管外观观无变形形、裂纹纹、焦脆脆、伤痕痕；2.2水管管管壁无无磨损、变变薄；2.3引水水管之间间、引水水管与端端盖之间间、引水水管与发发电机端端部出线线之间应应保持有有足够的的距离；2.4引水水管与汇汇水管连连接牢固固，无松松动、位位移；2.5引水水管与定定子线圈圈鼻部连连接牢固固，无松松动、变变形；3.每次大大小修时时，应做做定子水水路的耐耐水压试试验，

38、水水压试验验不合格格的必须须查找原原因进行行处理。4.每次大大修时，应应做转子子水路的的耐水压压试验，水水压试验验不合格格的必须须查找原原因进行行处理。5.定子绝绝缘引水水管应采采用强度度高、寿寿命长的的钢丝内内衬塑料料王管，使使用其他他材料的的必须在在大修时时安排更更换。6.转子引引水管应应采用强强度高、寿寿命长钢钢丝编制制护套的的复合绝绝缘引水水管，使使用其他他材料的的必须在在大修时时安排更更换。7.转子绕绕组拐角角应采用用强度高高、耐腐腐蚀的不不锈钢拐拐角，使使用其他他材料的的必须在在大修时时安排更更换。8.每次大大小修时时，应对对发电机机高阻检检漏仪、检检漏板、湿湿度差动动检漏仪仪进行

39、检检查和试试验，确确保能够够正常工工作。9.运行中中，要做做好高阻阻检漏仪仪、湿度度差动检检漏仪的的维护工工作，防防止其误误动作。10.当发发电机检检漏设备备报警，并并经过检检查确认认机内漏漏水时，应应立即停停机检查查，查明明原因进进行彻底底处理，并并经过水水压试验验合格后后方可再再次启动动发电机机。防止变压器器着火的反事故故措施1.我公司司的变压压器中， 除主厂房内的变压器为环氧树脂浇注的干式变压器外，主变、备变、厂高变及外围厂用变压器大部分为油浸电力变压器 。油浸电力变压器主要由铁芯、线圈、油箱、散热器、绝缘套管、防爆管（安全气道）、油表和吸湿器等部件组成。油浸电力变压器内部的绝缘衬垫和支

40、架，大多采用纸板、棉纱、市木材等有机可燃物质，并有大量的绝缘油，变压器内部一旦发生严重过载、短路，可燃的绝缘材料和绝缘油就会受高温和电弧作用，分解、膨胀以致气化，使变压器内部的压力急剧增加，重则造成外壳爆炸，大量喷油，燃烧的油流又进一步扩大了火灾危害，使厂用电甚至系统停电，影响正常生产和生活，造成巨大的损失。 2.变压器器着火的原因因 2.1变压压器超负负荷运行行，引起起温度升升高，造造成绝缘缘不良，变变压器铁铁芯叠装装不良，芯芯片间绝绝缘老化化，引起起铁损增增加，造造成变压压器过热热。如此此时保护护系统失失灵或整整定值调调整过大大，就会会烧毁变变压器。 2.2变压压器线圈圈受机械械损伤或或受

41、潮，引引起层间间、匝间间或对地地短路：或硅钢钢片之间间绝缘老老化，或或者紧夹夹铁芯的的螺栓套套管损坏坏，使铁铁芯产生生很大涡涡流，引引起发热热而温度度升高，引引发火灾灾。 2.3变压压器油箱箱、套管管等渗油油、漏油油，形成成表面污污垢，遇遇明火燃燃烧。 2.4线圈圈内部的的接头、线线圈之间间的连接接点和引引至高、低低压瓷套套管的接接点及分分接开关关上各接接点，如如接触不不良会产产生局部部过热，破破坏线圈圈绝缘，发发生短路路或断路路。此时时所产生生的高温温的电弧弧，同样样会使绝绝缘油迅迅速分解解，产生生大量气气体，使使压力骤骤增，破破坏力极极大，后后果也十十分严重重。导线线接触不不良主要要是由于

42、于螺栓松松动、焊焊接不牢牢、分接接开关接接点损坏坏等原因因造成的的。 2.5油浸浸电力变变压器的的电流，大大多由架架空线引引来，很很易遭到到雷击产产生的过过电压的的侵袭，击击穿变压压器的绝绝缘，甚甚至烧毁毁变压器器，引起起火灾。 3.防止变变压器着着火的措施 3.1加强强检查、测测试变压压绝缘情情况，确确保各部部绝缘良良好，保保证运行行变压器器额定电电压与电电源电压压一致。 3.2加强强引、接接线的检检查、维维护，要要注意接接线牢固固，接地地可靠，变变压器线线圈的接接头大部部分采用用焊接方方祛连接接，焊接接前必须须将焊接接面清洗洗干净，焊焊接后认认真检查查焊点质质量，以以防运行行时焊点点脱落引

43、引起事故故。 3.3要加加强检查查、调整整运行中中变压器器的电流、电压，防防止变压压器过负负荷运行行。 3.4要加加强对变变压器各各部件的的检查，发发现有破破损、漏漏油等异异常现象象及时处处理，检检修还应应特别谨谨慎，不不要损坏坏绝缘，检检修结束束后，应应有专人人清点工工具（以以防遗漏漏在油箱箱中造成成事故），检检查各部部件，测测试绝缘缘等，确确认安全全可靠才才能运动动。要注注意引线线的安全全距离，防防止由于于距离不不够而在在运行中中发生闪闪络，造造成事故故。 3.5控制制油温度度在855摄氏度度以下，对对油定期期抽样化化检，发发现变质质或酸量量超过规规定值时时要及时时处理。 3.6油浸浸变压

44、器器室应采采用一级级耐火等等级的建建筑，门门应为非非燃烧体体或难燃燃烧体，且且门应向向外开启启。一个个变压器器室只能能设一台台油浸变变压器，且且容量不不应超过过4000千瓦。变变压器室室不应布布置在人人员密集集的场所所的上面面、下面面或贴邻邻主要疏疏散出口口的两旁旁变压器器室内应应有良好好的自然然通风，室室内温度度不应超超过455摄氏度度，如果果室温过过高，可可开启通通风设备备进行通通风。室室内不允允许堆放放其它物物品，并并应保持持清洁，地地面无油油污和水水。 3.7干式式变压器器其内部部构造、原原理与油油浸电力力变压器器一样，虽虽然取消消了变压压器油，但但变压器器电气性性能上的的火灾危危险性

45、依依然存在在，而且且环氧树树脂本身身是可燃燃的，当当变压器器内部发发生故障障时，仍仍会在一一定程度度上发生生燃烧。3.8加强强变压器器的冷却却系统的的检查，按按规定定定期进行行试验，发发现异常常及时联联系检修修人员处处理，确确保冷却却系统经经常处于于良好运运行状态态。3.9值班班人员要要加强火火灾报警警装置的的检查、维维护，发发现异常常要及时时到就地地检查。若若属于报报警装置置误报警警，要及及时联系系维修人人员处理理，同时时作好值值班记录录。确保保火灾报报警装置置经常处处于良好好的运行行状态。严严禁发现现报警装装置误报报警后，复复归信号号，不作作值班记记录、不不联系维维修人员员处理的的现象发发

46、生。3.10定定期检查查、试验验主变消消防水、喷喷淋装置置，水压压压力正正常、喷喷淋装置置自动投投入正常常。防止大型变变压器损损坏和互互感器爆炸事故的的反事故故措施1.为了防防止大型型变压器器损坏、互互感器爆爆炸事故故的发生生，根据据关于于“变压器器类设备备管理规规定”的通知知（电电安生199965589）、及及防止止电力生生产重大大事故的的二十五五项重点点要求（国国电发200005589）的的有关规规定，特特制定本本措施。1.1防止止大型变变压器损损坏事故故1.1.11 加强变变压器投投入运行行前的外外部检查查。检查查一次回回路中的的所有短短路接地地线、短短路线均均应拆除除，断开开接地刀刀闸

47、；常常设遮栏栏和标示示牌应按按规定设设置妥善善；储油油柜和充充油套管管的油位位、油色色应正常常，无渗渗、漏油油现象；油箱本本体、油油枕、瓦瓦斯继电电器及接接缝处应应不渗油油；核对对分接开开关就地地与集控控位置指指示一致致；冷却却装置运运转正常常，冷却却器控制制箱内及及集控室室无异常常信号。1.1.22 变压压器投入入运行前前均应测测其绝缘缘电阻值值，高压压侧电压压在6KKV及以以上者应应用25500VV摇表进进行测定定，其绝绝缘电阻阻值不低低于3000兆欧欧（200），吸吸收比1.33。高压压侧电压压在0.4KVV及以下下者应用用5000V摇表表进行测测定，其其绝缘电电阻值不不低于00.5兆兆

48、欧（220），吸吸收比1.33。绝缘缘电阻值值不合格格的变压压器严禁禁投入运运行。1.1.33 加加强运行行中变压压器各表表计的监监视，定定期抄录录和分析析有关数数据，变变压器的的有关表表计每小小时抄录录一次。1.1.44 运运行中电电压允许许变动范范围为额额定电压压的5%，电电压分接接头不论论在哪个个电压档档位置，所所加电压压都不得得高于该该档电压压的1005%。1.1.55 主主变、启启备变的的上层油油温不得得超过775，最高高不得超超过855；启备备变、厂厂高变的的上层油油温不得得超过885，最高高不得超超过955。1.1.66 #3、#4主变变冷却器器在正常常运行情情况下不不得少于于3

49、组，负负荷超过过75%或主变变油温超超过555启动两两组辅助助风扇。#1、#2主变变冷却器器在正常常运行情情况下不不得少于于2组，负负荷超过过75%或主变变油温超超过555启动一一组辅助助风扇。在在环境温温度高的的情况下下或满负负荷运行行下，可可全部投投入冷却却器运行行。厂高高变冷却却风扇正正常处于于备用状状态。1.1.77 主主变、启启备变正正常过负负荷以额额定负荷荷的155%为限限，厂高高变正常常过负荷荷以额定定负荷的的25%为限，严严格监视视上层油油温不得得超过以以上规定定值。1.1.88 存在在较大缺缺陷的变变压器不不准过负负荷；全全天满负负荷运行行的变压压器不宜宜过负荷荷。变压压器过

50、负负荷运行行前应投投入全部部冷却器器。1.1.99 主变变、启备备变在投投运或停停运操作作中必须须合上中中性点接接地刀闸闸，防止止操作过过电压。1.1.110 启备变变属于分分裂变压压器，其其低压侧侧不能长长期单侧侧运行，特特殊情况况下其负负荷不得得超过本本侧线圈圈的额定定容量，高高压侧不不得超过过额定容容量的二二分之一一。1.1.111 启备变变、有载载调压开开关不允允许一次次调节数数档，等等电压趋趋于稳定定后在进进行下一一电压档档位调节节，防止止有载调调压开关关接点烧烧坏。1.1.112 严严禁变压压器无保保护运行行，按规规程规规定接班班、中间间检查各各保护压压板投入入正常，若若需退出出某

51、一保保护必须须经生产产技术部部工程师师批准后后方可执执行。1.1.113 变变压器运运行中发发生规规程规规定需紧紧急停运运11条条之一者者，应立立即停运运。1.1.114 变变压器运运行中发发生异常常信号，立立即进行行检查处处理，及及时汇报报有关领领导，同同时通知知检修人人员检查查处理。1.1.115 严严格执行行交接班班制度、定定期巡回回检查制制度和定定期切换换制度，发发现问题题及时汇汇报，联联系检修修人员检检查处理理。1.1.116 变变压器运运行中轻轻瓦斯继继电器发发信，应应立即联联系维护护人员检检查瓦斯斯继电器器内部有有无气体体，若有有气体应应取气体体进行化化验分析析，根据据分析结结果

52、及时时汇报有有关领导导，做出出处理措措施。1.1.117 变变压器故故障的判判断标准准及性质质的鉴别别方法：按电气气设备交交接和预预防性试试验标准准的规定定，以总总烃、乙乙炔、一一氧化碳碳、二氧氧化碳等等浓度作作为判断断指标。正正常时，变变压器内内部油中中氢和烃烃类气体体含量一一般不应应大于表表1-11数值。表1-1 油油中溶解解气体的的正常值值：气体组份含量（pppm）总烃100乙炔5氢100注：1、总总烃包括括：甲烷烷（CHH4简写CC1）、乙乙烷（CC2H6）、乙乙烯（CC2H4）、乙乙炔 （CC2H2）（以以上三者者总称CC2）四种种气体的的总和。简简写C11 +CC2。 2、表表中数

53、值值不包括括气体继继电器气气咀放出出的气体体。 当一种种或几种种溶解气气体的含含量超过过表1-1所列列正常值值时，一一般可利利用表11-2判判断故障障性质。表1-2判判断故障障性质的的特征气气体法：序号故障性质特征气体的的特点1一般过热性性故障总烃过高，CC2H25pppm，但但C2H2未构成成总烃的的主要成成份，HH2含量高高3局 部部 放 电总烃不高，HH21000pppm，CCH4占总烃烃中的主主要成份份4火 花花 放 电总烃不高，CC2H2100ppmm，H22含量高高5电 弧弧 放 电总烃高，CC2H2高并构构成总烃烃中的主主要成份份，H22含量高高1.1.118 当当运行中中变压器

54、器的上层层油温突突然升高高时，应应从以下下几方面面进行分分析处理理： （11）首先先应检查查变压器器的负荷荷和冷却却温度是是否发生生较大幅幅度的变变化，并并根据以以前记录录，与在在这种负负荷和冷冷却温度度下同工工况的应应有油温温进行比比较。 （22） 检检查变压压器冷却却装置是是否发生生故障，如如风扇、潜潜油泵是是否正常常运转。如如有故障障应及时时消除。故故障消除除前，应应相应降降低变压压器的负负荷。 （33） 同同时核对对表计及及其回路路是否正正常。 （44） 在在比较分分析后发发现油温温较正常常情况高高出100 以上时，如如果冷却却装置和和表计均均正常，则则应怀疑疑变压器器内部发发生故障障

55、的可能能，应设设法停用用变压器器，进行行检查分分析。1.1.119 油位异异常的处处理： （11）油位位过高产产生的主主要原因因：变压压器长期期受高温温的影响响，油受受热膨胀胀，造成成油位上上升；加加油时油油位偏高高较多，一一旦环境境温度明明显上升升时，引引起油位位过高。变变压器油油位过高高时，要要引起溢溢油，检检查中发发现油位位偏高时时，应及及时通知知检修人人员处理理。 （2）油油位过低低产生的的主要原原因： 变压器器漏油；原来油油位不够够，遇有有变压器器负荷突突然降低低或外界界环境温温度明显显降低时时。当变变压器油油位低于于瓦斯继继电器时时，瓦斯斯继电器器将动作作报警。如如油位低低于变压压

56、器上盖盖，则使使变压器器引线暴暴露在空空气中，不不但降低低了绝缘缘能力，可可能产生生闪络放放电。油油位的继继续降低低将使铁铁芯甚至至线圈与与空气直直接接触触，后果果更为严严重。因因此遇有有变压器器油位明明显降低低时，应应设法尽尽快使油油位恢复复正常，如如果是漏漏油严重重而导致致油位明明显降低低，严禁禁将瓦斯斯保护由由跳闸改改投信号号，同时时必须迅迅速消除除漏油途途径，并并恢复正正常油位位，否则则将变压压器退出出运行。1.1.220 冷冷却系统统故障的的处理：冷却系系统发生生故障时时，可能能迫使变变压器降降低容量量，严重重者可能能被迫停停用甚至至烧毁变变压器。对对强迫油油循环风风冷变压压器，发发

57、生冷却却装置故故障时，在在额定负负荷下允允许运行行20mmin，但但密切监监视上层层油温不不超过775。如果果20mmin内内不能恢恢复冷却却器运行行，则应应停用变变压器。1.1.221 瓦瓦斯保护护报警的的处理：运行中中的变压压器发生生瓦斯保保护报警警时，运运行人员员应立即即分析和和到现场场检查，根根据分析析、检查查情况做做出相应应处理。 （1）如如果是变变压器油油位过低低引起，应应设法消消除并恢恢复正常常油位。 （2）如如果瓦斯斯继电器器内无气气体，则则应考虑虑二次回回路故障障造成误误报警，这这时应将将重瓦斯斯保护由由跳闸改改投信号号，并通通知继电电保护人人员处理理，正常常后方可可重新投投

58、入跳闸闸。 （3） 变压器器外部检检查正常常，信号号报警是是由于瓦瓦斯继电电器内部部气体积积聚引起起时，应应记录气气体数量量和报警警的时间间，并收收集气体体送化学学鉴定，然然后根据据鉴定结结果作出出相应处处理： 气体无无色、无无嗅、不不可燃者者为空气气。应放放出空气气，并注注意下次次发信号号的时间间间隔，若若间隔逐逐渐缩短短，且短短期内查查不出原原因，应应停用变变压器。 如气体体可燃且且色谱分分析不正正常，说说明变压压器内部部有故障障，应立立即停用用变压器器。 气体为为淡灰色色有强烈烈臭味且且可燃时时，可能能为变压压器内部部的绝缘缘材料故故障，应应立即停停用变压压器。 如气体体为灰黑黑色或黑黑

59、色且可可燃，可可能为变变压器油油分解引引起变压压器铁芯芯烧坏，应应立即停停用变压压器。 如气气体为微微黄色，且且燃烧困困难，可可能为变变压器内内木质材材料故障障，应立立即停用用变压器器。1.1.222变压压器运行行中遭受受到近区区突发短短路后，应应联系检检修做低低电压短短路阻抗抗测试或或频响法法测试绕绕组变形形，并与与原始记记录比较较，判断断变压器器无故障障申请总总工同意意后，方方可投运运。1.2防止止互感器器爆炸事事故1.2.11 当发发变组、厂厂高变、启启备变的的电流互互感器、电电压互感感器或其其二次回回路发生生故障而而使保护护发异常常信号时时，对主主要保护护可能引引起机组组或变压压器跳闸

60、闸者应立立即汇报报生产技技术部同同意后方方可退出出该保护护，联系系检修人人员立即即处理，若若使仪表表指示异异常时，应应尽可能能不改变变设备的的运行方方式和运运行参数数，根据据其他仪仪表的指指示对设设备进行行监视，并并立即查查明原因因迅速消消除故障障。1.2.22 电电流互感感器、电电压互感感器高压压侧有损损伤的痕痕迹或有有冒烟的的现象时时，对发发变组、厂厂高变、启启备变需需要停运运者，可可立即申申请生产产技术部部同意后后停运，将将故障的的互感器器隔离。不不可用拉拉开刀闸闸或去取取下保险险的办法法切除故故障的互互感器。1.2.33 任何何情况下下，电压压互感器器二次侧侧不能短短路；电电流互感感器